Electricity and gas market observatory. 1. quarter 2006

Texte intégral

(1)Observatoire des marchés de l’électricité et du gaz 1er trimestre 2006.

(2) 2/34.

(3) Introduction .............................................................................................................4 Le marché de l’électricité .........................................................................................5 Le marché de détail de l’électricité ..........................................................................5 1. 2. 3. 4.. Introduction................................................................................................................... 5 Les segments de la clientèle éligible et leurs poids respectifs.............................................. 7 Etat des lieux au 1er avril 2006 ........................................................................................ 8 Analyse en dynamique : 1er trimestre 2006 ..................................................................... 11. Le marché de gros de l’électricité ..........................................................................15 1. 2. 3. 4. 5. 6.. Introduction................................................................................................................. 15 Volumes sur le marché de gros français et comparaison européenne ................................ 17 Prix sur le marché de gros français et comparaison européenne ....................................... 19 Volumes d’imports/exports............................................................................................ 22 Concentration du marché français de l’électricité ............................................................. 23 Faits marquants du 1er trimestre 2006............................................................................ 25. Le marché du gaz ...................................................................................................26 Le marché de détail du gaz ....................................................................................26 Le marché de gros du gaz.......................................................................................27 1. 2. 3.. La formation des prix du gaz et les marchés du gaz en Europe......................................... 27 Le marché de gros en France ........................................................................................ 29 Les faits marquants du 1er trimestre 2006....................................................................... 30. Glossaire commun de l’observatoire des marchés de l’électricité et du gaz .........31 Glossaire propre à l’observatoire du marché de l’électricité .................................32 Glossaire propre à l’observatoire du marché du gaz..............................................34. 3/34.

(4) Introduction Depuis le 1er juillet 2004, tous les consommateurs d’électricité et de gaz sont reconnus éligibles sur un site de consommation dès lors que tout ou partie de l’électricité ou du gaz consommé sur ce site est destiné à leur usage non résidentiel. L’ observatoire des marchés a pour objectif de présenter à un large public des indicateurs de suivi de l’ouverture des marchés. Il porte sur les marchés de gros et de détail de l’électricité et du gaz en France métropolitaine. Cet observatoire, actualisé tous les trimestres, est publié sur le site internet de la CRE (www.cre.fr). Une version anglaise est également disponible. Il vient compléter les informations déjà diffusées par la CRE : -. informations pratiques pour les clients éligibles : guide du consommateur, liste des fournisseurs, communications sur le fonctionnement des marchés, rapport annuel sur l’activité de la CRE.. 4/34.

(5) Le marché de l’électricité Le marché de détail de l’électricité. 1. Introduction L’ouverture du marché français de l’électricité a connu plusieurs étapes décisives : -. à partir de juin 2000, éligibilité de tous les sites ayant une consommation annuelle d’électricité supérieure à 16 GWh. à partir de février 2003, éligibilité de tous les sites ayant une consommation annuelle d’électricité supérieure à 7 GWh. à partir de juillet 2004, éligibilité de toutes les entreprises et collectivités locales.. Depuis le 1er juillet 2004 en effet, toutes les entreprises et collectivités locales peuvent librement choisir leur fournisseur d’électricité. En 2005, 4,5 millions de sites environ sont éligibles, ce qui représente environ 310 TWh de consommation annuelle d’électricité. Les clients éligibles ont le choix entre deux types de contrats : - les contrats aux tarifs réglementés (proposés uniquement par des fournisseurs historiques) - les contrats aux prix de marché (proposés par les fournisseurs historiques et par les fournisseurs alternatifs). L’accès à ce type de contrat suppose d’avoir exercé son éligibilité.. Répartition des contrats d’électricité pour les clients non-résidentiels en France - schéma illustratif -. Contrats aux tarifs réglementés. Contrats aux prix de marché*. Fournisseurs historiques. Fournisseurs alternatifs. * Suppose l’exercice de l’éligibilité. 5/34.

(6) Les sources de l’observatoire sont RTE et les sept plus grands gestionnaires de réseaux de distribution (EDF Réseau de Distribution, Electricité de Strasbourg, Gaz et Electricité de Grenoble, Régie du SIEDS, Usine d’ Electricité de Metz, SICAE de l’Oise et Sorégies). Ces gestionnaires de réseau couvrent plus de 98% des sites français et de la consommation nationale d’électricité. Par convention, les données de nombre de sites pour un mois M (ou un trimestre T) incluent : - les mises en service réalisées au cours du mois M (du trimestre T). - les changements de fournisseurs demandés le mois M (le trimestre T) et effectivement réalisés le 1er du mois M+1 (du trimestre T+1).. 6/34.

(7) 2. Les segments de la clientèle éligible et leurs poids respectifs. Typologie des sites éligibles. Sources : GRD, RTE – Analyse : CRE. Le marché de la clientèle éligible se divise en trois segments : • Grands sites : sites en haute tension dont la puissance souscrite est supérieure ou égale à 250 kW. Ces sites sont des grands sites industriels, des hôpitaux, des hypermarchés, de grands immeubles… (consommation annuelle supérieure à 1 GWh en général) • Moyens sites : sites en haute tension dont la puissance souscrite est inférieure à 250 kW et sites en basse tension dont la puissance souscrite est supérieure ou égale à 36 kVA. Ces sites correspondent à des locaux de PME par exemple (consommation annuelle comprise en général entre 0,15 GWh et 1 GWh). • Petits sites : sites en basse tension dont la puissance souscrite est inférieure à 36 kVA. Ces sites correspondent au marché de masse des professionnels (les professions libérales, les artisans, …). Leur consommation annuelle est en général inférieure à 0,15 GWh. Les grands sites, s’ils ne représentent qu’ 1% des sites en nombre, représentent 66% de la consommation d’électricité totale des sites éligibles. Les petits sites, s’ils représentent 91% des sites en nombre, ne représentent que 15 % de la consommation d’électricité totale des sites éligibles.. 7/34.

(8) 3. Etat des lieux au 1er avril 2006 A. Tableau de synthèse du trimestre écoulé. Situation. Au 1er avril 2006. Au 1er janvier 2006. (en nombre de sites) - sites éligibles - sites ayant exercé leur éligibilité - sites alimentés par un fournisseur alternatif. 4 500 000. 4 500 000. 564 600. 475 000. 194 500. 153 900. 4,3 %. 3,4 %. - parts de marché des fournisseurs alternatifs sur l’ensemble des sites éligibles Sources : GRD, RTE – Analyse : CRE. B. Evolution du parc des sites ayant exercé leur éligibilité Cumul des sites ayant exercé leur éligibilité. 600 000. 564 600. 550 000 500 000 450 000 400 000. grands 350 000. moyens petits. 300 000 250 000 200 000 150 000 100 000 50 000 0 avr-05. mai-05. juin-05. juil-05. août-05 sept-05. oct-05. nov-05. déc-05. janv-06 févr-06 mars-06. Sources : GRD, RTE – Analyse : CRE. 8/34.

(9) Environ 564 600 sites ont exercé leur éligibilité au 1er avril 2006. L’ exercice de l’éligibilité est passé de 50 000 sites par mois en moyenne au 4ème trimestre 2005 à 30 000 sites par mois en moyenne au 1er trimestre 2006. C. Taux d’exercice de l’éligibilité et parts de marché au 1er avril 2006 Pourcentage des sites ayant exercé leur éligibilité rapporté au nombre total de sites éligibles. 18%. 13%. 12,5%. fournisseurs historiques fournisseurs alternatifs. 5%. 4,3%. 4,2%. 4,6% 0,6%. tous sites. grands. moyens. petits. Sources : GRD, RTE – Analyse : CRE. Le taux d’exercice de l’éligibilité correspond au nombre de sites ayant exercé leur éligibilité rapporté au nombre de sites éligibles du segment concerné. Au 1er avril 2006, 12,5% des sites éligibles ont exercé leur éligibilité. Le taux d’exercice de l’éligibilité est bien plus élevé chez les grands sites, pour qui la concurrence est effective depuis plus longtemps. Au 1er avril 2006, 4,3% des sites éligibles ont fait le choix d’un fournisseur alternatif. La concurrence ne s’exerce pas sur tous les segments de la même manière. Ainsi, la pénétration de la concurrence est nettement inférieure sur le segment des sites moyens.. 9/34.

(10) D. Part de marché des fournisseurs alternatifs en volume de consommation. Part de la consommation alimentée par des fournisseurs alternatifs rapportée à la consommation totale des sites éligibles 18%. 16%. 14,8%. 14%. 12%. 10%. 8%. 6%. 4%. 2%. 0% mars-05. avr-05. mai-05. juin-05. juil-05. août-05 sept-05. oct-05. nov-05. déc-05. janv-06. févr-06. Sources : GRD, RTE – Analyse : estimation CRE. En terme de consommation d’électricité, la part de marché des fournisseurs alternatifs est en légère baisse depuis décembre 2005. Cette évolution est due au fait que les fournisseurs alternatifs ont perdu 14 grands sites au profit des fournisseurs historiques. E. Nombre de fournisseurs alternatifs actifs au 1er avril 2006. Tous sites Nombre de fournisseurs alternatifs actifs. 23. Grands. Moyens 22. Petits 9. 9. Sources : GRD, RTE – Analyse : CRE. Un fournisseur alternatif est dit actif s’il possède au minimum un client en portefeuille.. Pour mémoire, environ 160 fournisseurs historiques sont présents sur le territoire français.. 10/34.

(11) 4. Analyse en dynamique : 1er trimestre 2006 A. Tableau de synthèse du trimestre écoulé. Les ventes brutes mensuelles d’un fournisseur correspondent au nombre de sites ayant signé un contrat au cours du mois considéré. Les ventes brutes aux prix de marché (et donc hors tarifs réglementés) mesurent l’efficacité commerciale des différents fournisseurs, en terme d’acquisition de nouveaux sites. Dans la suite de ce paragraphe, seules les ventes brutes aux prix de marché seront étudiées. Pour un fournisseur alternatif donné, ses ventes brutes sont égales à la somme : • du nombre de sites mis en service avec exercice de l’éligibilité • du nombre de sites ayant choisi ce fournisseur à l’occasion d’un changement de fournisseur Pour un fournisseur historique donné, ses ventes brutes aux prix de marché sont égales à la somme : • du nombre de sites ayant nouvellement exercé leur éligibilité (soit via une renégociation de contrat, soit via une mise en service) • du nombre de sites ayant choisi ce fournisseur à l’occasion d’un changement de fournisseur Les ventes brutes aux prix de marché reflètent mieux l’activité concurrentielle que le simple décompte des cas d’exercice de l’éligibilité puisqu’elles prennent également en compte les passages d’un fournisseur alternatif à l’autre.. AU COURS DU TRIMESTRE : (en nombre de sites) - ventes brutes totales aux prix de marché - ventes brutes des fournisseurs alternatifs - parts de marché des fournisseurs alternatifs. 1er trimestre. 4ème trimestre. 2006. 2005 106 300. 154 400. 45 900. 50 400. 43%. 33 %. sur l’ensemble des ventes brutes aux prix de marché Sources : GRD, RTE – Analyse : CRE. 11/34.

(12) B. Part des mises en service dans les ventes brutes aux prix de marché des trimestres écoulés Décomposition des ventes brutes aux prix de marché - en nombre de sites -. 160 000. 140 000. 120 000 Changements de fournisseur ou renégociations de contrat. 100 000. Mises en service avec exercice de l'éligibilité. 80 000. 60 000. 40 000. 20 000. 0. T2 2005. T3 2005. T4 2005. T1 2006. Sources : GRD, RTE – Analyse : CRE. Les ventes brutes aux prix de marché du 1er trimestre 2006 sont en baisse par rapport au 4ème trimestre 2005 (-31%).. 12/34.

(13) C. Parts de marché des fournisseurs alternatifs. Pourcentage des sites signant un contrat avec un fournisseur alternatif. 64%. 62%. 54% A l'occasion de : Changements de fournisseur ou renégociations de contrat. 46%. Mises en service avec exercice de l'éligibilité. 8,2% 2,0%. T2 2005. 3,5%. T3 2005. 5,5%. T4 2005. T1 2006. Sources : GRD, RTE – Analyse : CRE. Les fournisseurs alternatifs restent très peu présents sur le segment des mises en service, même si leur part de marché sur ce segment est en augmentation depuis le 2ème trimestre 2005. Pour ce qui est des changements de fournisseur et des renégociations de contrat, la part de marché des fournisseurs alternatifs est en hausse par rapport au 4ème trimestre 2005. Cette performance des fournisseurs alternatifs sur le segment des changements de fournisseur se reflète dans leurs parts de marché sur le segment des ventes brutes :. 13/34.

(14) Pourcentage des ventes brutes aux prix de marché réalisées par les fournisseurs alternatifs. 43% 38%. 37% 33%. T2 2005. T3 2005. T4 2005. T1 2006. Sources : GRD, RTE – Analyse : CRE -arrondis-. 14/34.

(15) Le marché de gros de l’électricité. 1. Introduction A. Les principales dates concernant le marché de gros français -. Novembre 2000 : la CRE valide la première version du contrat de responsable d’équilibre (RE)1 Début 2001 : premiers achats de pertes sur le marché par RTE Mai 2001 : premières cotations OTC publiées concernant le marché français Septembre 2001 : premières mises aux enchères de capacités de production par EDF (VPP) Novembre 2001 : lancement du marché Powernext Spot Juin 2004 : lancement du marché Powernext Futures Août 2005 : lancement du marché EEX France (Futures à livraison physique France) Janvier 2006 : mise en place d’enchères explicites aux frontières (à l’exception de la Suisse) B. Présentation du marché de gros français. Le graphique ci-dessous présente schématiquement les différents segments amont et aval ainsi que le fonctionnement du marché de gros français. Y sont différenciées les transactions débouchant sur une livraison physique sur le réseau (livraisons France) et les transactions financières pures. Les volumes ne transitant pas par le marché de gros (volumes hors marchés) y sont également représentés. Injections physiques sur les réseaux (582 TWh) Importations (6 %). Marché de gros (225 TWh soit 39% des injections/soutirages). OTC PWX. Production Hors VPP (87 %). EEX. Ajustement. Production VPP (7 %) Volumes hors marchés. OTC : marché bilatéral. Livraisons France. PWX : Powernext. Transactions financières. EEX : European Energy Exchange. Soutirages physiques sur les réseaux (582 TWh) Exportations (16 %). Consommation clients finals (78 %), dont : • clients aux tarifs réglementés • clients aux prix de marché. Pertes des réseaux approvisionnées sur les marchés (6 %). Source : RTE (données provisoires 2005) – Analyse : CRE 1 Le responsable d’équilibre est un intermédiaire entre des consommateurs éligibles et le RTE. A ce titre, il prend en charge les risques financiers liés aux ajustements que le RTE doit effectuer pour compenser les écarts éventuels entre les programmes d’approvisionnement d’un consommateur, ou d’un ensemble de consommateurs, et leurs consommations effectives, dans le but de garantir l’équilibre général du réseau..

(16) Les volumes échangés sur le marché de gros français pour livraison sur la plaque France ont crû de façon régulière au cours des quatre dernières années. Au 1er trimestre 2006, le volume total des transactions sur le marché de gros est resté stable à 68,3 TWh (contre 68,4 TWh au quatrième trimestre 2005), malgré l’augmentation des injections ou soutirages sur le réseau au cours de la période. Les transactions sur le marché de gros ont représenté environ 41% des injections ou soutirages, contre 44% au quatrième trimestre 2005. Après avoir affiché une légère baisse en janvier et février, l’activité sur le marché de gros français connaît à nouveau une nette croissance en mars 2006. Volumes échangés sur le marché de gros français - livraisons France 26 000 24 000 22 000 20 000 18 000. PWX Futures PWX Spot. GWh. 16 000 14 000. OTC. 12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000. janv-06. oct-05. juil-05. avr-05. janv-05. oct-04. juil-04. avr-04. janv-04. oct-03. juil-03. avr-03. janv-03. oct-02. juil-02. avr-02. janv-02. 0. Sources : RTE, PWX – Analyse : CRE. 16/34.

(17) 2. Volumes sur le marché de gros français et comparaison européenne Rappelons qu’au regard de la consommation nationale, les volumes de transactions sur les bourses d’échanges en Europe restent peu importants, sauf sur le NordPool. Malgré le développement des marchés d’échanges organisés, l’essentiel du commerce de gros de l’électricité continue donc de s’effectuer sur le mode du gré à gré, au travers de transactions OTC directes ou via des intermédiaires (sociétés de courtage et plate-formes de trading). Par ailleurs, le marché de gros français englobe à la fois les échanges purement financiers et les transactions débouchant sur une livraison physique d’électricité sur le réseau français. A. Estimation des volumes OTC : échanges de blocs sur le marché français Les données de volumes concernant les transactions bilatérales n’étant pas publiques, le volume des échanges de blocs constitue un estimateur de la liquidité du marché OTC français. Comme le montre le graphique ci-dessous, le volume des échanges de blocs a connu une croissance constante au cours des quatre dernières années. Après avoir affiché une forte progression au quatrième trimestre 2005, la liquidité connaît un léger recul au 1er trimestre 2006. Les volumes traités atteignent 19,4 TWh en moyenne mensuelle au 1er trimestre 2006 (contre 20,4 TWh au cours du quatrième trimestre 2005).. Echanges de blocs sur le marché de gros français - volumes mensuels moyens 22000 20000 18000. GWh. 16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 1er trimestre 2002. 2e trimestre 2003. 3e trimestre 2004. 4e trimestre 2005. 2006. Source : RTE – Analyse : CRE. 17/34.

(18) B. Volumes échangés sur les marchés organisés On observe une nette croissance de la liquidité sur Powernext Futures au premier trimestre 2006. Les volumes échangés sur Powernext spot sont quant à eux en légère augmentation au 1er trimestre 2006. La liquidité sur EEX Futures est également en forte progression au 1er trimestre 2006, un nouveau record de volume ayant été atteint en janvier (73 TWh hors « OTC clearing »). Volumes mensuels échangés sur PWX Spot et PWX Futures - toutes échéances confondues 12 000 10 000. GWh. 8 000 6 000 4 000 2 000. PWX Spot. 1er trim. 2006. 4e trim. 2005. 3e trim. 2005. 2e trim. 2005. 1er trim. 2005. 0. PWX Futures. Volumes mensuels moyens échangés au 1er trimestre 2006 sur les principales places européennes (spot & futures) 60 50. TWh. 40 30 20 10 0. PWX. EEX. APX. Omel. Futures. 9,9. 45,9. 0. 0. Spot. 2,6. 7,1. 1,7. 15,3. Sources : PWX, EEX, APX, Omel – Analyse : CRE Le volume d’activité indiqué pour EEX Futures ne contient pas la compensation de transactions de gré à gré (« OTC clearing »).. 18/34.

(19) 3. Prix sur le marché de gros français et comparaison européenne Les prix des transactions bilatérales n’étant pas publics, cette section porte sur les bourses de l’électricité uniquement. A. Prix spot Au cours du trimestre, les prix spot en France sont restés supérieurs aux prix sur le marché allemand. Le prix moyen base sur Powernext (70,49 €/MWh) a été supérieur de 73% à celui observé pendant la même période de l’année précédente (40,69 €/MWh). Sur la même période, le prix allemand a augmenté de 69%. Prix spot Base - moyennes mensuelles -. Euro/MWh. 90 80. PWX. 70. EEX. 60 50 40 30. 1-mars-06. 1-janv-06. 1-nov-05. 1-sept-05. 1-juil-05. 1-mai-05. 1-mars-05. 1-janv-05. 1-nov-04. 1-sept-04. 1-juil-04. 1-mai-04. 1-mars-04. 1-janv-04. 20. Prix spot Pointe - moyennes mensuelles 140 130 120. PW X. Euro/MWh. 110. EEX. 100 90 80 70 60 50 40. 1-mars-06. 1-janv-06. 1-nov-05. 1-sept-05. 1-juil-05. 1-mai-05. 1-mars-05. 1-janv-05. 1-nov-04. 1-sept-04. 1-juil-04. 1-mai-04. 1-mars-04. 1-janv-04. 30. Sources : PWX, EEX – Analyse : CRE. 19/34.

(20) Comme le montre le graphique ci-dessous, les prix spot du premier trimestre 2006 sur les principales bourses européennes connaissent une tendance haussière, même s’ils sont en nette décroissance en mars 2006 sur la plupart des places suivies. L’impact haussier est plus ou moins marqué selon les bourses, les prix affichant une augmentation particulièrement marquée sur NordPool au cours du trimestre. A l’inverse, on observe une forte baisse des prix sur le pool obligatoire espagnol (Omel) à compter de février 2006. Prix spot Base en Europe - moyennes mensuelles & courbe de tendance (régression linéaire sur PWX) 100 90 80. Euro/MWh. 70 60 50 40 30. PWX. EEX. APX. Omel. NordPool. Linéaire (PWX). 1-mars-06. 1-janv-06. 1-nov-05. 1-sept-05. 1-juil-05. 1-mai-05. 1-mars-05. 1-janv-05. 1-nov-04. 1-sept-04. 1-juil-04. 1-mai-04. 1-mars-04. 1-janv-04. 20. Sources : PWX, EEX, APX, Omel, NordPool – Analyse : CRE. 20/34.

(21) B. Prix futures Les prix futures annuels (Y+1) en France et en Allemagne au cours du premier trimestre 2006 sont à la hausse en Base comme en Pointe. Les prix futures annuels français en base atteignent en moyenne 57,33 €/MWh sur Powernext au 1er trimestre 2006 (+18% par rapport au 4ème trimestre 2005 et +66% par rapport au 1er trimestre 2005). Au cours du trimestre, le prix du produit Y+1 est resté plus élevé en France qu’en Allemagne. Soulignons que, après s’être resserré en novembre et décembre 2005, le différentiel de prix FranceAllemagne s’est à nouveau accentué à partir de janvier 2006, en Base comme en Pointe. Le différentiel Pointe s’est cependant annulé en toute fin de mois de mars. Prix Futures Y+1 Base - moyenne mobile 28 jours 60 PW X. Euro/MWh. 55. EEX. 50 45 40 35. 1-nov-05. 1-janv-06. 1-mars-06. 1-nov-05. 1-janv-06. 1-mars-06. 1-sept-05. 1-juil-05. 1-mai-05. 1-mars-05. 1-janv-05. 1-nov-04. 1-sept-04. 1-juil-04. 1-mai-04. 1-mars-04. 1-janv-04. 30. Prix Future Y+1 Pointe - moyenne mobile 28 jours -. Euro/MWh. 85 80. PWX. 75. EEX. 70 65 60 55 50 1-sept-05. 1-juil-05. 1-mai-05. 1-mars-05. 1-janv-05. 1-nov-04. 1-sept-04. 1-juil-04. 1-mai-04. 1-mars-04. 1-janv-04. 45. Sources : PWX, EEX – Analyse : CRE. 21/34.

(22) 4. Volumes d’imports/exports Tout comme au trimestre précédent, les importations sont en nette augmentation au premier trimestre 2006. Ils atteignent des volumes supérieurs de 16% à ceux observés au même trimestre de l’année passée et de 50% à ceux observés au quatrième trimestre 2005. Somme des importations par trimestre (incluant EDF). GWh 14000 13000 12000 11000. Imports court terme. 10000 9000 8000 7000 6000 5000. Imports long terme. 4000 3000 2000. T1 2006. T4 2005. T3 2005. T2 2005. T1 2005. T4 2004. T3 2004. T2 2004. T1 2004. T4 2003. T3 2003. T2 2003. 0. T1 2003. 1000. Source : RTE – Analyse : CRE. Les exportations sont en baisse au premier trimestre 2006 et atteignent des volumes inférieurs de 15% à ceux observés au même trimestre de l’année passée. Somme des exportations par trimestre (incluant EDF). GWh 26000 24000 22000. Exports court terme. 20000 18000 16000 14000 12000 10000. Exports long terme. 8000 6000 4000. T1 2006. T4 2005. T3 2005. T2 2005. T1 2005. T4 2004. T3 2004. T2 2004. T1 2004. T4 2003. T3 2003. T2 2003. 0. T1 2003. 2000. Source : RTE – Analyse : CRE. 22/34.

(23) 5. Concentration du marché français de l’électricité A la fin du premier trimestre 2006, 92 responsables d’équilibre sont présents sur le marché de gros français, dont 51 interviennent sur Powernext Day Ahead et 21 sur Powernext Futures. Depuis le début de l’année, 4 nouveaux responsables d’équilibres ont été enregistrés par RTE ; 2 d‘entre eux sont membres de Powernext Day Ahead. A. Concentration des différents segments du marché de gros français Le graphique suivant donne l’indice de Herfindahl-Hirschman (HHI)2 pour les différents segments du marché de gros français. Au 1er trimestre 2006, les ventes sur le marché OTC et les achats et les ventes sur la bourse Powernext apparaissent comme des segments de marché peu concentrés, que le groupe EDF soit pris en compte ou non. Quant aux achats sur le marché OTC en comptant le groupe EDF, ils apparaissent comme un segment de marché concentré. Indice de concentration HHI – marché de gros - premier trimestre 2006 -. Source : RTE – Analyse : CRE. B. Concentration des différents segments en amont et en aval du marché de gros français Le marché de gros étant le lieu des échanges entre injections et soutirages, il est intéressant de comparer les concentrations relatives de ces marchés. Les graphiques suivants montrent la concentration des marchés aval (injections) et amont (soutirages). Parmi les injections, la production est particulièrement concentrée, qu’EDF soit pris en compte ou non. Ceci reflète le faible nombre de grands producteurs français. Les autres segments (VPP, importations) apparaissent comme des segments de marché peu concentrés. 2. L’indice HHI est égal à la somme des carrés des parts de marché des intervenants, et mesure la concentration du marché (il est d’autant plus élevé que le marché est concentré). On considère généralement qu’un marché est peu concentré si son HHI est inférieur à 1 000, et très concentré s’il est supérieur à 1 800. Étant données les spécificités des marchés de l’électricité, cet indice ne doit être utilisé comme un indicateur du degré de concurrence qu’avec précaution. En effet, dans le cas de l’électricité, concentration et concurrence ne sont pas liées de façon aussi directe que sur la plupart des marchés.. 23/34.

(24) Indice de concentration HHI – injections - premier trimestre 2006 -. Source : RTE – Analyse : CRE. La vente aux clients finals et les exportations sont quant à eux particulièrement concentrés lorsque EDF est pris en compte, mais apparaissent comme des segments de marché peu concentrés lorsque EDF n’est pas pris en compte. La concentration des imports/exports a diminué par rapport au trimestre précédent, sans doute du fait de la mise en place des enchères explicites aux interconnexions et de la fin de la priorité des contrats long terme. Enfin, le marché des pertes est concentré, quoique dans une moindre mesure, avec ou sans EDF. Indice de concentration HHI – soutirages - premier trimestre 2006 -. Source : RTE – Analyse : CRE. 24/34.

(25) 6. Faits marquants du 1er trimestre 2006 Depuis le 1er janvier 2006, des enchères explicites ont été mises en place sur les frontières françaises, à l’exception de la frontière suisse. Ceci marque la fin de la priorité d’accès des contrats long terme aux interconnexions. Cette évolution dans l’allocation des capacités d’interconnexion est favorable à l’augmentation de la liquidité du marché de gros français et à la diminution de la concentration de l’activité d’exportation. Voir la décision de la CRE du 1er décembre 2005 : http://www.cre.fr/imgAdmin/1133864405419.pdf. 25/34.

(26) Le marché du gaz Le marché de détail du gaz. Au cours du dernier trimestre, la CRE a mené une analyse de cohérence des données transmises par les gestionnaires de réseau. Cette analyse a mis en évidence la présence d’anomalies, qui sont en cours de correction. En conséquence, la CRE suspend provisoirement la publication de l’observatoire trimestriel du marché de détail du gaz.. 26/34.

(27) Le marché de gros du gaz. 1. La formation des prix du gaz et les marchés du gaz en Europe La France et les autres pays d’Europe continentale s’approvisionnent principalement par le biais de contrats à long terme (de 15 à 25 ans) passés entre les sociétés nationales des pays producteurs (Gazprom, Sonatrach, Statoil, Gasunie …) et les fournisseurs historiques. Les prix du gaz dans le cadre de ces contrats à long terme évoluent principalement en fonction de celui des produits pétroliers (fioul domestique et fioul lourd) avec un retard de trois à six mois. En 2004, environ 95% du gaz importé en France était acheté dans le cadre de contrats à long terme (Russie : 22%, Algérie : 16%, Mer du Nord : 35%, Pays-Bas : 21%). En complément, un marché de gros, ou marché spot du gaz se développe en Europe, mais seul le NBP, en Grande-Bretagne, traite de volumes significatifs de gaz. En Europe continentale les marchés sont encore embryonnaires et ne représentent qu’une part très faible des approvisionnements totaux ; les marchés de Zeebrugge en Belgique et le TTF aux Pays-Bas sont les plus développés mais ils ne sont pas encore assez liquides pour fournir des indicateurs suffisamment représentatifs des prix de marché. Le prix du gaz day-ahead au NBP évolue en fonction de l’offre et de la demande. Comparaison du prix spot NBP et Zeebruge et du contrat long terme Troll délivré à Zeebrugge en Euro/MWh. 45 co ntrat long te rme T ro ll. sp ot N B P. spo t Ze e brug ge. 40 35. 25 20 15 10. Sources : Heren, Platts – Analyse : CRE. 27/34. mars-06. janv-06. nov-05. sept-05. juil-05. mai-05. mars-05. janv-05. nov-04. sept-04. juil-04. mai-04. mars-04. janv-04. nov-03. sept-03. juil-03. mai-03. mars-03. janv-03. nov-02. sept-02. juil-02. mai-02. mars-02. 5 janv-02. Euro/MWh. 30.

(28) Les prix au NBP en Grande-Bretagne influent sur ceux des marchés de gros sur le continent. En effet, l’Interconnector, gazoduc qui relie la Grande-Bretagne et le continent, permet des arbitrages entre les deux zones, pour un volume encore limité. Flux mensuels nets en Gm3 (sens forward : exportations du RU vers le continent) R.U. ve rs Ze ebrugge 1,4. 3. Gm /mois. 1,0 0,6 0,2 -0,2. 2006. décembre. 2005. octobre. août. juillet. juin. 2004. novembre. 2003. mai. avril. mars. février. janvier. -1,0 Ze ebrugge ve rs R.U.** -1,4. septembre. -0,6. Source : IUK – Analyse : CRE **Entrée en service de 8 Gm3/an de capacité supplémentaire le 8/11/2005. Le déclin de l’offre en Grande Bretagne, qui est devenue importatrice nette en 2004, se traduit par une tension sur le marché spot anglais et une flambée des prix pour livraison annuelle (la cotation gas year). Comparaison du prix gas year NBP et à Zeebrugge et du contrat long terme Troll livré à Zeebrugge en Euro/MWh 34 c o n tr a t l o n g te r m e T r o l l. 32. g a s ye a r NBP. g a s y e a r Ze e b r u g g e. 30 28. Euro/MWh. 26 24 22 20 18 16 14 12 10. Sources : Heren, Platts – Analyse : CRE. 28/34. mars-06. janv-06. nov-05. sept-05. juil-05. mai-05. mars-05. janv-05. nov-04. sept-04. juil-04. mai-04. mars-04. janv-04. nov-03. sept-03. juil-03. mai-03. mars-03. janv-03. 8.

(29) A terme, l’objectif est de créer des marchés régionaux de gaz en Europe, favorisant l’émergence de prix de marchés régionaux du gaz. Dans cette situation, la moitié nord de la France pourrait être reliée au marché régional du nord de l’Europe, la moitié sud étant reliée au marché ibérique grâce au développement prévu des interconnexions. 2. Le marché de gros en France. Les échanges sur le marché de gros se réalisent aux Points d’Echange de Gaz (PEG), points virtuels au niveau de chaque zone tarifaire où s’opèrent : • • •. les échanges de gaz entre fournisseurs ; l’approvisionnement en gaz des opérateurs de réseau pour la gestion du réseau pour l’équilibrage des bilans journaliers des expéditeurs, le fonctionnement des compresseurs, la constitution du stock en conduite pour les nouveaux ouvrages ; les livraisons correspondant au programme de cession temporaire de gaz.. Les PEG ont été mis en place en 2004. Les transactions aux PEG sont effectuées au jour le jour, ou font l’objet de contrats de plus longue durée. quantités échangées (GWh). nombre de transactions. 6 000. 2 000 1 800. 5 000. 1 600 1 400. 4 000. 1 200 3 000. 1 000 800. 2 000. 600 400. 1 000. 200 0. quantités échangées. mars-06. févr-06. janv-06. déc-05. nov-05. oct-05. sept-05. août-05. juil-05. juin-05. mai-05. avr-05. mars-05. févr-05. janv-05. 0. nombre de transactions. Source : GRT – Analyse : CRE. Pour introduire de la concurrence dans le sud de la France, un programme de cession temporaire de gaz ou gas release a été mis en place pour une durée de trois ans. Gaz de France remet sur le marché 15 TWh par an au point d’échange «sud», soit au total, sur toute la durée du programme, 45 TWh à travers des appels d’offres et des négociations de gré à gré. Pour sa part, Gaz du Sud-Ouest devenu Total Infrastructures Gaz France remet sur le marché, au point d’échange de gaz «sud-ouest», 1,1 TWh par an, pour une durée de trois ans ce qui représente sur toute la durée du programme 3,3 TWh.. 29/34.

(30) 3. Les faits marquants du 1er trimestre 2006 Au 1er avril 2006, 14 fournisseurs sont actifs. Le volume total échangé sur l’ensemble des PEG au premier trimestre 2006 a été de 15,2 TWh pour 5 200 transactions.. 30/34.

(31) Glossaire commun de l’observatoire des marchés de l’électricité et du gaz. Entreprise Locale de Distribution (ELD) : distributeur non nationalisé qui assure la distribution de gaz ou d’électricité sur un territoire déterminé. Fournisseur actif : fournisseur alimentant au moins 1 site. Fournisseur alternatif : tout fournisseur autre que le fournisseur historique dans la zone considérée et sur le segment de marché considéré. Par exemple : • Gaz et Electricité de Grenoble (GEG) est un fournisseur historique à Grenoble alors qu’il est un fournisseur alternatif à Paris. • Gaz de France est un fournisseur historique sur le réseau de distribution dans la zone SudOuest, et serait un fournisseur alternatif sur le réseau de transport dans cette même zone. Site : lieu de consommation de gaz ou d’électricité d’un même client. Un site peut comprendre plusieurs points de livraison (compteurs). Plusieurs sites peuvent dépendre d’un même client. Site ayant exercé son éligibilité : site éligible ayant signé un contrat hors tarifs réglementés avec son fournisseur historique ou un fournisseur alternatif. L’utilisation de ce droit est irréversible. Site ayant opté pour un autre fournisseur : Trois possibilités existent : • soit le client a quitté le fournisseur historique pour un fournisseur alternatif. • soit le client a quitté un fournisseur alternatif pour un autre fournisseur alternatif • soit le client a quitté un fournisseur alternatif pour revenir chez le fournisseur historique. Site ayant renégocié son contrat avec le fournisseur historique : site détenu par le fournisseur historique et ayant abandonné le tarif réglementé pour une nouvelle offre du fournisseur. Site éligible : site autorisé à choisir son fournisseur de gaz ou d’électricité.. 31/34.

(32) Glossaire propre à l’observatoire du marché de l’électricité. Principales bourses électriques en Europe (électricité) : • PWX : bourse française Powernext, non obligatoire (www.powernext.fr). • EEX : bourse allemande European Energy Exchange, non obligatoire (www.eex.de). • APX : bourse néerlandaise Amsterdam Power Exchange, obligatoire pour les imports et les exports aux Pays-Bas (www.apx.nl). • Omel : pool espagnol, quasi obligatoire (www.omel.es). • NordPool : bourse scandinave, non obligatoire (une des bourses électriques les plus anciennes d’Europe, www.nordpool.no). Produits de gros :. Spot : contrat passé la veille pour livraison le lendemain Future : contrat standard passé pour livraison d’une quantité donnée à un prix donné sur une. échéance donnée, nécessitant le versement d’une prime et d’un dépôt de garantie. Les échéances proposées varient selon les marchés organisés (semaine, semestre, trimestre, mois, année). L’échéance Y+1 correspond à l’année calendaire suivant l’année en cours. Base : 24 heures sur 24, 7 jours sur 7 (c’est pourquoi les moyennes mensuelles glissantes pour les produits Base sont calculées sur 28 jours i.e. sur les jours ouvrés ainsi que les week-ends). Pointe (Europe continentale) : de 8 heures à 20 heures, du lundi au vendredi (c’est pourquoi les moyennes mensuelles glissantes pour les produits Pointe sont calculées sur 20 jours i.e. sur les jours ouvrés uniquement). Segments du marché de détail : le marché de la clientèle éligible est divisé en trois segments : • Grands sites : sites en haute tension dont la puissance souscrite est supérieure ou égale à 250 kW. Ces sites sont des grands sites industriels, des hôpitaux, des hypermarchés, de grands immeubles… (consommation annuelle supérieure à 1 GWh en général) • Moyens sites : sites en haute tension dont la puissance souscrite est inférieure à 250 kW et sites en basse tension dont la puissance souscrite est supérieure ou égale à 36 kVA. Ces sites correspondent à des locaux de PME par exemple (consommation annuelle comprise en général entre 0,15 GWh et 1 GWh). • Petits sites : sites en basse tension dont la puissance souscrite est inférieure à 36 kVA. Ces sites correspondent au marché de masse des professionnels (les professions libérales, les artisans, …). Leur consommation annuelle est en général inférieure à 0,15 GWh. Segments du marché de gros : • Production • VPP : « Virtual Power Plant » ou enchères de capacités organisées par EDF suite à une décision de la Commission Européenne (http://www.edf.fr/index.php4?coe_i_id=244) • Achats et ventes en gros (OTC)3 : notifications d’échanges de blocs c’est à dire quantités nominées à RTE la veille pour le lendemain, hors les transactions sur Powernext • Importations et exportations : http://www.rte-france.com/htm/fr/offre/offre_inter_1.htm • Achats et ventes sur Powernext, la bourse française de l’électricité : www.powernext.fr • Consommation finale : ventes à des sites en tant que responsable d’équilibre ou sous forme de blocs. 3. « Over the Counter » ou de gré à gré. 32/34.

(33) •. Ventes aux gestionnaires de réseau pour la compensation de leurs pertes : http://www.rte-france.com/htm/fr/offre/offre_perte.htm. Site mis en service : client s’installant sur un site. Deux cas sont possibles : • Mise en service sur un nouveau site : le client arrive sur un site nouvellement construit, auquel cas une pose du compteur puis une mise en service de l’installation doivent être opérées. Par exemple, un mécanicien s’installe dans un garage nouvellement construit. • Mise en service sur un site existant : le client arrive sur un site suite au départ d’un autre client, auquel cas la pose du compteur a déjà été effectuée. La mise en service doit être ensuite opérée afin que le client nouvellement arrivé puisse être alimenté en énergie. Site résilié : client déménageant d’un site. VPP - Produits vendus aux enchères par EDF : • Les VPP base : il s’agit de produits reflétant une centrale fonctionnant en base. Le principe est que les enchérisseurs paient une prime fixe (en Euro/MW) chaque mois pour réserver une puissance disponible, et qu’ils envoient régulièrement à EDF un planning d’utilisation de ces capacités. Ils paient alors un prix d’exercice par MWh soutiré, proche du coût marginal des centrales nucléaires d’EDF. On a ainsi une structure de prix de la forme "coût fixe + coût variable". • Les VPP pointe : il s’agit de produits reflétant une centrale fonctionnant en pointe. Le principe est le même que pour les VPP base, mais le prix payé pour chaque MWh soutiré est une approximation du coût marginal des centrales de pointe d’EDF. Compte tenu de ce coût variable élevé, la prime fixe payée par les enchérisseurs est plus faible que pour les VPP base. • Les PPA (Power Purchase Agreement ou accord d’achat de puissance) : ils doivent reproduire les achats par EDF de l’électricité produite par cogénération. Depuis les enchères de septembre 2003, le produit a été simplifié : il s’agit d’une fourniture en base du 1er novembre au 31 mars. Il n’y a pas de caractère optionnel dans ce produit, et les enchères se font uniquement sur le prix du MWh acheté. Les enchères visent à fixer le prix de réservation de moyens de production (prime fixe mensuelle) fournissant des MWh, le prix de ces derniers étant arrêté à l’avance.. 33/34.

(34) Glossaire propre à l’observatoire du marché du gaz Gas release : programme de cession temporaire de gaz par Gaz de France et Gaz du Sud-Ouest dans le sud de la France. Point d’échange de gaz – PEG : point virtuel, rattaché à une zone d’équilibrage, où un expéditeur peut céder du gaz à un autre expéditeur. Segments de marché : le marché de la clientèle éligible est divisé en deux segments : • •. les clients raccordés au réseau de transport les clients raccordés au réseau de distribution.. Zone d’équilibrage : zone géographique du réseau de transport de gaz sur laquelle l’équilibre doit être assuré entre les entrées et les sorties de gaz.. 34/34.

(35) Electricity and gas market observatory 1st Quarter 2006. 1/33.

(36) Introduction .............................................................................................................3 The electricity market ..............................................................................................4 The retail electricity market .....................................................................................4 1. 2. 3. 4.. Introduction................................................................................................................... 4 Eligible customer segments and their respective weights ................................................... 6 Status at April 1st 2006 ................................................................................................... 7 Dynamic analysis: 1st quarter 2006 ............................................................................... 10. The wholesale electricity market ...........................................................................14 1. Introduction................................................................................................................. 14 2. Traded volumes on the French wholesale electricity market and comparison with European markets................................................................................................................................. 16 3. Prices on the French wholesale electricity market and European comparison ..................... 18 4. Import and export volumes ........................................................................................... 21 5. Concentration of the French electricity market ................................................................ 22 6. Striking facts of the 1st 2006 quarter .............................................................................. 24. The gas market.......................................................................................................25 The retail gas market .............................................................................................25 The wholesale gas market......................................................................................26 1. 2. 3.. Gas pricing and gas markets in Europe........................................................................... 26 The wholesale market in France .................................................................................... 28 The 1st 2006 Quarter significant facts............................................................................. 29. Electricity and gas market observatories combined glossary................................30 Specific electricity market observatory glossary ...................................................31 Specific gas market observatory glossary..............................................................33. 2/33.

(37) Introduction Since July 1st 2004, all electricity and gas consumers can be eligible according to their consumption site, as long as all or part of the electricity or gas consumed is designed for non-residential use. The purpose of the observatory is to provide the general public with indicators for monitoring market deregulation. It both covers the wholesale and retail electricity and gas markets in Metropolitan France. This observatory is updated every three months and data are available on CRE website (www.cre.fr). It completes the information already published by CRE: -. practical information for eligible customers : consumer guide, list of suppliers, communications regarding markets running, CRE’s annual activity report.. 3/33.

(38) The electricity market The retail electricity market. 1. Introduction The deregulation of the French electricity market took place in several decisive stages : -. In June 2000, all sites with an annual electricity consumption over 16 GWh became eligible. In February 2003, all sites with an annual electricity consumption over 7 GWh became eligible. In July 2004, all companies and local government agencies became eligible.. Since July 1st 2004, all companies and local government agencies are free to choose their electricity supplier. In 2005, they represent 4.5 million customer sites with an annual electricity consumption of around 310 TWh. Each eligible client has the choice between two different types of contract : - Contracts under regulated tariffs (offered by incumbent suppliers only) - Contracts at market prices (offered by incumbent suppliers and alternative suppliers). A client has access to this kind of contracts provided he has exercised his eligibility.. Distribution of electricity contracts for non-residential customers in France - illustrative diagram -. Contracts under regulated tariffs. Contracts at market prices*. Incumbent suppliers. Alternative suppliers. * Sites that have exercised their eligibility 4/33.

(39) The data sources of the observatory originate from RTE and from the seven largest distribution system operators (EDF Réseau de Distribution, Electricité de Strasbourg, Gaz et Electricité de Grenoble, Régie du SIEDS, Usine d’ Electricité de Metz, SICAE de l’Oise and Sorégies). These networks operators cover over 98% of French sites and national electricity consumption. By agreement, the data regarding the number of sites for month M (or quarter Q) will include: - new site connections carried out during month M (of quarter Q). - supplier changes requested during month M (quarter Q) and brought into effect on the 1st of month M+1 (quarter Q+1).. 5/33.

(40) 2. Eligible customer segments and their respective weights. Typology of eligible sites. large medi um small. Sources: DSO, RTE – Analysis: CRE. The eligible customer market consists of three segments: • •. •. Large sites: high voltage sites whose subscribed power level is at least 250 kW. These sites include large industrial sites, hospitals, hypermarkets, large buildings, etc. (with an annual consumption generally over 1 GWh). Medium-sized sites: high voltage sites whose subscribed power level is less than 250 kW and low voltage sites whose subscribed power level is at least 36 kVA. These sites correspond to SME premises, for example (with an annual consumption generally between 0.15 GWh and 1 GWh). Small sites: low voltage sites whose subscribed power level is below 36 kVA. These sites correspond to the professional mass market (private professionals, trades, etc.). Their annual consumption is generally under 0.15 GWh.. The large sites, although they only represent 1% of the sites in terms of number, they account for 66% of the total electricity consumption among eligible sites. The small sites, although they represent 91% of the sites in terms of number, they only represent 15 % of the total electricity consumption among eligible sites.. 6/33.

(41) 3. Status at April 1st 2006 A. Summary table for the past two quarters. Situation. April 1st 2006. January 1st 2006. (number of sites) - eligible sites - sites which exercised their eligibility - sites gained by alternative suppliers - alternative suppliers’ market share. 4,500,000. 4,500,000. 564,600. 475,000. 194,500. 153,900. 4.3%. 3.4%. within all eligible sites. Sources: DSO, RTE – Analysis: CRE. B. Evolution of the number of sites which exercised their eligibility Total number of sites which exercised their eligibility. 600,000. 564,600. 500,000. large medium small. 400,000. 300,000. 200,000. 100,000. 0 Apr-05 May-05 June-05 July-05 Aug-05 Sept-05 Oct-05 Nov-05 Dec-05. Jan-06. Feb-06 Mar-06. Sources: DSO, RTE – Analysis: CRE. 7/33.

(42) Approximately 564,600 sites exercised their eligibility on April 1st 2006. The pace of the exercise of eligibility reached 30,000 sites per month in Q1 2006 (compared to 50,000 sites per month in Q4 2005). C. Eligibility’s application rate and market shares on April 1st 2006. 18%. 13%. 12.5%. incumbent suppliers alternative suppliers. 5%. 4.3%. 4.2%. 4.6% 0.6%. all sites. large. medium. small. Sources: DSO, RTE – Analysis: CRE. The eligibility’s application rate is equal to the number of sites which exercised their eligibility, compared with the number of eligible sites included in the targeted segment. On April 1st 2006, 12.5% of all eligible sites have exercised their eligibility. The eligibility’s application rate is much higher among large sites, since competition took place longer before. On April 1st 2006, 4.3% of all eligible sites have changed supplier. Competition does not exist in the same way on all segments. Indeed, the intensity of competition is particularly low on the segment of medium-sized sites.. 8/33.

(43) D. Alternative suppliers’ market shares (electricity consumption) as of April 1st 2006. Evolution of alternative suppliers’ market share Compared with total eligible consumption 18%. 16%. 14.8%. 14%. 12%. 10%. 8%. 6%. 4%. 2%. 0% Mar-05. Apr-05. May-05. Jun-05. Jul-05. Aug-05. Sept-05. Oct-05. Nov-05. Dec-05. Jan-06. Feb-06. Sources: DSO, RTE – Analysis: CRE. In terms of electricity consumption, the alternative suppliers’ market share has decreased since December 2005. This evolution is due to the fact that alternative suppliers lost 14 large sites. E. Number of active alternative suppliers on April 1st 2006. All sites Number of active alternative suppliers. Large. 23. Medium 22. Small 9. 9. Sources : DSO, RTE – Analysis : CRE. An alternative supplier is said to be active when it provides at least one customer with electricity. As a reminder, about 160 incumbent suppliers operate in France.. 9/33.

(44) 4. Dynamic analysis: 1st quarter 2006 A. Summary table for the last quarters. The gross adds per month are equal to the number of sites which have signed a contract within the given month. The gross adds at market prices is a relevant indicator for measuring the commercial competitiveness of the different suppliers, in terms of acquisition of new sites. For the rest of this paragraph, only the gross adds at market prices will be studied. For a given alternative supplier, the gross adds are equal to : The number of sites which have been connected The number of sites which have switched to that alternative supplier. • •. For a given incumbent supplier, the gross adds at market prices are equal to : • The number of sites which have newly exercised their eligibility (either via a review of their contract agreement or via a connection) • The number of sites which have switched to that incumbent supplier For a dynamic analysis, the gross adds at market prices is a more relevant indicator than the number of sites that have exercised their eligibility. Indeed, in contrary to the latter, the gross adds take into account the number of sites that have switched suppliers.. DURING QUARTER: (number of sites) - gross adds at market prices - gross adds for alternative suppliers - alternative suppliers’ market shares. 1st 2006 Quarter. 4th 2005 Quarter. 106,300. 153,400. 45,900. 50,400. 43%. 33%. within all gross adds at market prices Sources: DSO, RTE – Analysis: CRE. 10/33.

(45) B. Connections’ market share within gross adds at market prices for the last quarters Decomposition of gross adds at market prices - number of sites 160,000 140,000. 120,000 Supplier switches AND reviews of contract agreements with the incumbent suppliers. 100,000. Connections with exercise of eligibility. 80,000 60,000. 40,000. 20,000. 0. 2005 Q2. 2005 Q3. 2005 Q4. 2006 Q1. Sources: DSO, RTE – Analysis: CRE. Gross adds at market prices decreased by 31% between 2005 Q4 and 2006 Q1.. 11/33.

(46) C. Alternative suppliers’ market shares Percentage of sites having signed a contract with an alternative supplier. 64%. 62%. 54% At the occasion of : Supplier switches AND reviews of contract agreements with the incumbent suppliers. 46%. Connections with exercise of eligibility. 3.5%. 2.0% 2005 Q2. 2005 Q3. 5.5%. 2005 Q4. 8.2%. 2006 Q1. Sources: DSO, RTE – Analysis: CRE. On the one hand, alternative suppliers are hardly present on the segment of connections, even though their market share on that particularly segment has been on the rise since 2005 Q2. On the other hand, on the segment of supplier switches and reviews of contact agreements, the alternative suppliers’ market share increased in 2006 Q1. In a nutshell, the alternative suppliers’ market share on the overall segment of gross adds at market prices increased in 2006 Q1, as shown in the following graph :. 12/33.

(47) Percentage of sites having signed a contract at market prices with an alternative supplier. 43% 38%. 37% 33%. 2005 Q2. 2005 Q3. 2005 Q4. 2006 Q1. Sources: DSO, RTE – Analysis: CRE. 13/33.

(48) The wholesale electricity market. 1. Introduction A. Main steps in the French wholesale electricity market -. November 2000: CRE validated the initial version of the Balancing Responsible Entity (BR) contract1 Early 2001: first purchases of losses on the market by RTE May 2001: first OTC quotations published regarding the French electricity market September 2001: first generation capacity auctions set up by EDF (VPP) November 2001: launch of the Powernext Spot market June 2004: launch of the Powernext Futures market August 2005: launch of the EEX France market (Futures with physical delivery) January 2006: implementation of explicit auctions on interconnections (except for Switzerland) B. Presentation of the French wholesale electricity market. The graph below shows the different upstream and downstream segments, as well as the French wholesale electricity market’s running. There is a differentiation between trading involving physical deliveries on the network (Deliveries in France) and purely financial trading. Volumes which are not traded through the wholesale market (off-market volumes) are also represented. Physical injections into networks (582 TWh). Wholesale market (225 TWh). Physical extractions from networks (582 TWh) Exports (16 %). Imports (6 %). OTC. PWX. Non VPP generation (87 %). EEX. Balancing market. VPP generation (7 %). Off-market volumes. OTC : bilateral market. Deliveries France. PWX : Powernext. End-user consumption (78 %), of which: • customers on regulated tariffs • customers on market prices. Network losses purchased on markets (6 %). Financial transactions EEX : European Energy Exchange. Source: RTE (provisional 2005 data) – Analysis: CRE. 1 The balancing responsible entity is an intermediary between eligible customers and RTE. It is responsible for the financial risks associated with the adjustments that RTE must make to compensate for any gap between customers’ supplies schedule and their actual consumption, in order to ensure the overall balance of the network.. 14/33.

(49) The volumes traded on the French wholesale electricity market due to delivery on the French system have constantly increased over the past four years. In the 1st quarter of 2006, the total trading volume on the wholesale electricity market, delivered on the French system2, remained stable and was estimated at 68.3 TWh (compared with 68.4 TWh in the 4th quarter of 2005), despite the increase in injections and off-takes within the grid over the period. Transactions on the wholesale market only represented approximately 41% of injections or off-takes within the grid (compared with 44% in the 4th quarter of 2005). After decreasing slightly in January and February, liquidity on the French wholesale market grew significantly in March 2006. Volumes traded on the French wholesale electricity market - deliveries in France 26 000 24 000 22 000 20 000 18 000. PWX Futures. GWh. 16 000. PWX Spot. 14 000. OTC. 12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000. Jan-06. Oct-05. Jul-05. Apr-05. Jan-05. Oct-04. Jul-04. Apr-04. Jan-04. Oct-03. Jul-03. Apr-03. Jan-03. Oct-02. Jul-02. Apr-02. Jan-02. 0. Sources: RTE, PWX – Analysis: CRE. 2. Thus, excluding purely financial trading.. 15/33.

(50) 2. Traded volumes on the French wholesale electricity market and comparison with European markets It is relevant to notice that, compared with national consumption, the trading volumes on the European power exchanges are still limited, except for NordPool. Despite the development of power exchange markets, most of the wholesale electricity trade still takes place through direct OTC trading or through intermediaries (brokerage companies and trading platforms). Furthermore, the French wholesale electricity market includes both purely financial trading and trading involving physical deliveries of electricity on the French network. A. OTC volumes estimate: block trading on the French market Since volume data concerning bilateral trading are not made public, the volume of block trading provides an estimate of the French OTC market liquidity3. As shown in the graph below, the volume of block trading grew steadily over the past four years. Whereas it had increased sharply over the 4th quarter of 2005, a slight liquidity drop can be observed over the 1st 2006 quarter, as it is usually the case at the beginning of every year. The negotiated volumes reached an average monthly volume of 19.4 TWh in the 1st quarter of 2006 (compared with 20.4 TWh in the 4th quarter of 2005).. Block trading on the French wholesale electricity market - average monthly volumes 22000 20000 18000. GWh. 16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 1st quarter 2002. 2nd quarter 2003. 3rd quarter 2004. 2005. 4th quarter 2006. Source: RTE – Analysis: CRE. 3. It should be noticed that block trading corresponds to purchases/sales made privately on the French system, excluding sales to end customers (consumption sites). This estimate does not therefore include purely financial bilateral trading.. 16/33.

(51) B. Volumes traded on the power exchange markets A significant liquidity growth can be observed on Powernext Futures in the 1st quarter of 2006. The volumes exchanged on Powernext spot are increasing slightly in the 1st quarter of 2006. The liquidity on EEX Futures increased significantly over the 1st 2006 quarter, reaching a new record volume in January (73 TWh excluding « OTC clearing »). Average monthly volumes traded on PWX Spot and PWX Futures (all maturities combined) 12 000 10 000. GWh. 8 000 6 000 4 000 2 000 0 Q1 2005. Q2 2005. Q3 2005. PWX Spot. Q4 2005. Q1 2006. PWX Futures. Average monthly traded volumes during the 2006 1st quarter on the main European power exchanges (spot & futures) 60 50. TWh. 40 30 20 10 0. PWX. EEX. APX. Omel. Futures. 9,9. 45,9. 0. 0. Spot. 2,6. 7,1. 1,7. 15,3. Sources: PWX, EEX, APX, Omel – Analysis: CRE. 17/33.

(52) 3. Prices on the French wholesale electricity market and European comparison As prices of bilateral trading are not made public, this section covers power exchange trading only. A. Spot prices In the 1st 2006 quarter, spot prices in France remained higher than spot prices in Germany. The average baseload price on Powernext (70.49 €/MWh) is around 73% superior to the one observed in the same quarter of 2005 (40.69 €/MWh). In the same period, the German price increased by 69%. Baseload Spot prices – monthly averages. Euro/MWh. 90 80. PW X. 70. EEX. 60 50 40 30. 01/0 1 /20 04 01/0 3 /20 04 01/0 5 /20 04 01/0 7 /20 04 01/0 9 /20 04 01/1 1 /20 04 01/0 1 /20 05 01/0 3 /20 05 01/0 5 /20 05 01/0 7 /20 05 01/0 9 /20 05 01/1 1 /20 05 01/0 1 /20 06 01/0 3 /20 06. 20. Peakload Spot prices – monthly averages 140 130 120 Euro/MWh. 110. PW X EEX. 100 90 80 70 60 50 40 01/0 1 /20 04 01/0 3 /20 04 01/0 5 /20 04 01/0 7 /20 04 01/0 9 /20 04 01/1 1 /20 04 01/0 1 /20 05 01/0 3 /20 05 01/0 5 /20 05 01/0 7 /20 05 01/0 9 /20 05 01/1 1 /20 05 01/0 1 /20 06 01/0 3 /20 06. 30. Sources: PWX, EEX – Analysis: CRE. 18/33.

(53) As shown in the graph below, spot prices during the 1st 2006 quarter across the main European power exchanges show an upward trend, even if they are decreasing sharply in March on most markets. The impact of this upward trend is differentiated across markets, the prices on NordPool showing a particularly sharp increase over the period. On the contrary, prices on the compulsory Spanish pool (Omel) decreased strongly from February 2006. Baseload Spot prices in Europe – Monthly averages & trend curve (linear regression on PWX) 100 90. Euro/MWh. 80 70 60 50 40 30. PWX. EEX. APX. Omel. NordPool. Linear (PWX) Linéaire. 01/0 3 /20 06. 2006 01/0 1/. 2005 01/1 1/. 2005 01/0 9/. 2005 01/0 7/. 01/0 5 /20 05. 01/0 3 /20 05. 01/0 1 /20 05. 2004 01/1 1/. 2004 01/0 9/. 2004 01/0 7/. 2004 01/0 5/. 2004 01/0 3/. 01/0 1/. 2004. 20. Sources: PWX, EEX, APX, Omel, NordPool – Analysis: CRE. 19/33.

(54) B. Futures prices Over the 1st 2006 quarter, the annual future prices (Y+1) in France and Germany followed an upward trend both regarding Baseload and Peakload prices. The French Baseload annual future prices reached an average of 57.33 €/MWh on Powernext in the 1st quarter of 2006 (+18% compared with the 4th 2005 quarter and +66% compared with the 1st 2005 quarter). Over this quarter, the price of the Y+1 product remained higher in France than in Germany. After becoming less pronounced in November and December 2005, the France-Germany price differential increased again from January 2006, both regarding Baseload and Peakload. However, the Peakload price differential tended towards zero again at the very end of the month of March. Future prices Y+1 Baseload – Monthly averages 60 PWX. 55. Euro/MWh. EEX. 50 45 40 35. 01/0 1 /20 04 01/0 3 /20 04 01/0 5 /20 04 01/0 7 /20 04 01/0 9 /20 04 01/1 1 /20 04 01/0 1 /20 05 01/0 3 /20 05 01/0 5 /20 05 01/0 7 /20 05 01/0 9 /20 05 01/1 1 /20 05 01/0 1 /20 06 01/0 3 /20 06. 30. Future prices Y+1 Peakload – Monthly averages 85 80. Euro/MWh. 75. PWX EEX. 70 65 60 55 50. 01/0 1 /20 04 01/0 3 /20 04 01/0 5 /20 04 01/0 7 /20 04 01/0 9 /20 04 01/1 1 /20 04 01/0 1 /20 05 01/0 3 /20 05 01/0 5 /20 05 01/0 7 /20 05 01/0 9 /20 05 01/1 1 /20 05 01/0 1 /20 06 01/0 3 /20 06. 45. Sources: PWX, EEX – Analysis: CRE. 20/33.

(55) 4. Import and export volumes Just like it was already the case in the previous quarter, imports increased significantly in the 1st quarter of 2006. They reached volumes 16% superior to the ones observed in the same quarter of 2005 and 50% superior to the ones observed in the 4th quarter of 2005. Total imports per quarter (including EDF). GWh 14000 13000 12000 11000 10000. Short term imports. 9000 8000 7000 6000 5000. Long term imports. 4000 3000 2000. Q1 2006. Q4 2005. Q3 2005. Q2 2005. Q1 2005. Q4 2004. Q3 2004. Q2 2004. Q1 2004. Q4 2003. Q3 2003. Q2 2003. 0. Q1 2003. 1000. Source: RTE – Analysis: CRE. Exports showed a downward trend in the 1st quarter of 2006 and reached volumes 15% inferior to the ones observed in the same quarter of 2005. Total Total exports exports per per quarter quarter (including (including EDF) EDF) GWh 26000 24000 22000 20000. Short term exports. 18000 16000 14000 12000 10000. Long term exports. 8000 6000 4000. Q1 2006. Q4 2005. Q3 2005. Q2 2005. Q1 2005. Q4 2004. Q3 2004. Q2 2004. Q1 2004. Q4 2003. Q3 2003. Q2 2003. 0. Q1 2003. 2000. Source: RTE – Analysis: CRE. 21/33.

(56) 5. Concentration of the French electricity market At the end of the 1st 2006 quarter, 92 balancing responsible entities were active on the French wholesale electricity market, 51 of which were active on Powernext Spot and 21 on Powernext Futures. Since the beginning of the year, RTE registered 4 new balancing responsible entities, 2 of which are members of Powernext Spot. A. Concentration of the different French wholesale market segments The graph below shows the Herfindahl-Hirschman Index (HHI)4 which is used for the different French wholesale market segments. Over the 1st 2006 quarter, sales on the OTC market and purchases and sales on Powernext appear moderately concentrated, whether the EDF group is taken or not into account. Purchases on the OTC market including EDF appear to be a concentrated market segment. HHI concentration index – wholesale electricity market - 1st 2006 quarter -. Source: RTE – Analysis: CRE. B. Concentration of the different upstream and downstream segments on the French wholesale electricity market Since the wholesale electricity market is the trading area between injection and off-takes, it is interesting to compare the relative concentrations of these markets. The following graphs show the concentration of the upstream (injections) and downstream (off-takes) markets. In terms of injections, generation is particularly concentrated, whether EDF is included or not. This reflects the low number of generators in France. The other segments (VPP, imports) have a relatively weak concentration.. 4. The HHI equals the sum of the actors’ market shares squared, and measures market concentration (the higher the index, the more concentrated the market). Generally, a market is considered to be weakly concentrated if its HHI is below 1,000, and highly concentrated if it is over 1,800. Given the specificities of the electricity market, this index should only be used cautiously as an indicator of the competition level. Indeed, regarding the electricity market, concentration and competition are not as directly linked as in most markets.. 22/33.

(57) HHI concentration index – injections - 1st 2006 quarter -. Source: RTE – Analysis: CRE. Sales to end customers and exports are highly concentrated when taking EDF into account, but are moderately concentrated when EDF is not included. The concentration of the imports/exports segments decreased compared with the previous quarter, probably because of the implementation of explicit auctions on interconnections and the end of the priority access of long term contracts. Finally, the losses market is relatively concentrated, whether EDF is taken or not into account. HHI concentration index – off-takes - 1st 2006 quarter -. Source: RTE – Analysis: CRE. 23/33.

(58) 6. Striking facts of the 1st 2006 quarter Since the 1st January 2006, explicit auctions have been put in place on the French interconnections, except on the Swiss border. This puts an end to the priority access to interconnections granted to long term contracts. This evolution in the allocation of interconnection capacity is favourable to the increase of liquidity on the French wholesale market and to the decrease of the exports’ activity concentration. See CRE’s decision dated 1st December 2005 : http://www.cre.fr/imgAdmin/1135167220622.pdf. 24/33.

(59) The gas market The retail gas market During last quarter, CRE has carried consistency analysis on data provided by network operators. This analysis has shown anomalies, which are in the process of being corrected. Therefore CRE temporarily suspends the publication of the gas retail market observatory.. 25/33.